RU2140536C1 - Способ определения пластовых давлений в процессе бурения - Google Patents
Способ определения пластовых давлений в процессе бурения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2140536C1 RU2140536C1 RU98109295A RU98109295A RU2140536C1 RU 2140536 C1 RU2140536 C1 RU 2140536C1 RU 98109295 A RU98109295 A RU 98109295A RU 98109295 A RU98109295 A RU 98109295A RU 2140536 C1 RU2140536 C1 RU 2140536C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- depth
- pressure
- well
- drilling
- pipes
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относится к бурению в нефтяной и газовой промышленности при строительстве скважин. Задачей изобретения является повышение точности и оперативности определения пластового давления на текущей глубине скважины. Способ включает спуск долота в скважину, закачивание бурового раствора, определение его объема и плотности и механической скорости проходки на текущей глубине скважины. Долото спускают на бурильных трубах до цементного стакана и разбуривают его. Разбуривают башмак обсадной колонны и бурят скважину на длину компоновки низа бурильной колонны. При этом фиксируют механическую скорость проходки на глубине начала поглощения и герметизируют затрубное пространство. При закачивании бурового раствора в трубы фиксируют давление при закачке и строят график зависимости прироста этого давления от объема закаченного в трубы бурового раствора. На графике по точке начала отклонения линии графика от прямой определяют давление начала поглощения, а по его значению определяют пластовое давление на этой глубине. Затем сбрасывают давление и начинают бурить скважину. Пластовое давление на текущей глубине определяют из математического выражения. 1 ил.
Description
Изобретение относится к области бурения в нефтяной и газовой промышленности при строительстве скважин, в частности к способам определения пластового давления в процессе бурения скважин.
Известен способ определения пластового давления по данным замера испытателя пластов, спускаемого в скважину на бурильных трубах /1/.
Недостатком данного способа является дискретность замера, длительность и трудоемкость операции по замеру, до нескольких суток, и низкая оперативность, замеры производят после того, как исследуемый интервал пробурен, инструмент из скважины поднят, а в скважину спущен испытатель пластов.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ определения порового давления в процессе бурения /2/.
Способ включает определение на устье скважины суммарной площади промывочных отверстий долота и его диаметра, и подсоединение его к квадратной штанге. Затем определяют плотность бурового раствора, включают закачивающие буровой раствор насосы и регистрируют их производительность. Определяют скорость истечения бурового раствора из промывочных отверстий долота, после спуска долота на забой определяют осевую нагрузку на долото и частоту его вращения. Определяют механическую скорость проходки на текущей глубине скважины. Градиент порового давления определяют из математического выражения.
Недостатком известного способа является то, что он предназначен для определения поровых давлений, а не пластовых, кроме этого в расчетной зависимости имеется несколько опытных коэффициентов, требующих идентификации при изменении условий бурения, что снижает точность и оперативность.
Целью настоящего изобретения является повышение точности и оперативности определения пластового давления на текущей глубине скважины.
Поставленная цель достигается тем, что долото спускают на бурильных трубах до цементного стакана и разбуривают его, затем разбуривают башмак обсадной колонны, и бурят скважину на длину компоновки низа бурильной колонны, фиксируя при этом механическую скорость проходки на глубине начала поглощения, затем герметизируют затрубное пространство, и при закачивании бурового раствора в трубы фиксируют давление при закачке, и строят график зависимости прироста этого давления от объема закаченного в трубы бурового раствора и по точке начала отклонения линии графика от прямой, при которой прекращают закачку бурового раствора, определяют давление начала поглощения, а по его значению определяют пластовое давление на этой глубине. Затем сбрасывают давление и начинают бурить скважину, а пластовое давление на текущей глубине определяют из выражения:
где V1 - механическая скорость проходки на глубине определения начала поглощения, м/ч;
V2 - механическая скорость проходки на текущей глубине, м/ч;
h1 - глубина скважины, на которой имело место поглощение, м;
h2 - текущая глубина скважины, м;
ρ - плотность бурового раствора, кг/м;
g - ускорение силы тяжести, м/с;
Pпл1 - пластовое давление на глубине начала поглощения бурового раствора, МПа.
где V1 - механическая скорость проходки на глубине определения начала поглощения, м/ч;
V2 - механическая скорость проходки на текущей глубине, м/ч;
h1 - глубина скважины, на которой имело место поглощение, м;
h2 - текущая глубина скважины, м;
ρ - плотность бурового раствора, кг/м;
g - ускорение силы тяжести, м/с;
Pпл1 - пластовое давление на глубине начала поглощения бурового раствора, МПа.
Сущность способа заключается в следующем.
Перед началом бурения интервала, в котором возможно поглощение бурового раствора и в кровлю которого спущена обсадная колонна, выполняют следующие операции.
Разбуривают цементный стакан в колонне, затем башмак колонны и выбуривают из-под башмака на длину компановки низа бурильной колонны, равной примерно 10 метров. Фиксируют при этом механическую скорость проходки на глубине начала поглощения. После этого герметизируют затрубное пространство, и в трубы начинают закачивать цементировочным агрегатом буровой раствор на минимально-возможной производительности для предотвращения возможного гидроразрыва пласта. Фиксируют давление при закачке и объем и строят график изменения этого давления от объема закаченного в трубы бурового раствора.
На чертеже представлен график соотношения объема закачиваемого бурового раствора в бурильные трубы и давления при закачке.
После того как линия графика начнет отклоняться от прямой (точка А на линии 2, см. чертеж), закачку раствора в трубы останавливают и фиксируют давление Pгр, при котором это отклонение началось.
Величина этого давления и является давлением начала поглощения.
Затем открывают линию сброса на агрегате. При этом скважина должна отдать примерно тот же объем, который был закачен в бурильные трубы. После этого приступают к бурению скважины.
Механическую скорость проходки на глубине начала поглощения, то есть в интервале выбуривания из-под башмака, определяют
Механическую скорость проходки на текущей глубине определяют
где ΔP1 - дифференциальное давление на глубине начала поглощения, кг/см2;
ΔP2 - дифференциальное давление на текущей глубине, кг/см2;
A - сумма коэффициентов, постоянных для данных условий, определяемая
где G - осевая нагрузка на долото, кН,
n - частота вращения долота, мин-1,
Q - подача буровых насосов, м3/с,
f0 - суммарная площадь поперечных сечений промывочных каналов долота, м2,
D - диаметр долота, мм,
a1 или a3 и y - опытные коэффициенты.
Механическую скорость проходки на текущей глубине определяют
где ΔP1 - дифференциальное давление на глубине начала поглощения, кг/см2;
ΔP2 - дифференциальное давление на текущей глубине, кг/см2;
A - сумма коэффициентов, постоянных для данных условий, определяемая
где G - осевая нагрузка на долото, кН,
n - частота вращения долота, мин-1,
Q - подача буровых насосов, м3/с,
f0 - суммарная площадь поперечных сечений промывочных каналов долота, м2,
D - диаметр долота, мм,
a1 или a3 и y - опытные коэффициенты.
Далее через соотношение механических скоростей проходок определяют дифференциальное давление на текущей глубине:
Известно, что:
где ρ - плотность бурового раствора, кг/см3;
h1 - глубина начала поглощения, м;
h2 - текущая глубина, м;
Pпл1 - пластовое давление на глубине начала поглощения, МПа.
Известно, что:
где ρ - плотность бурового раствора, кг/см3;
h1 - глубина начала поглощения, м;
h2 - текущая глубина, м;
Pпл1 - пластовое давление на глубине начала поглощения, МПа.
Pпл2 - пластовое давление на текущей глубине, МПа,
Подставляя значения ΔP1 и ΔP2, получаем выражение для определения пластового давления на текущей глубине
отсюда
Пластовое давление на глубине начала поглощения определяют:
μ - коэффициент Пуассона, который принимают в зависимости от горных пород /3/;
ρ - плотность бурового раствора, кг/м3;
Pгр- давление начала поглощения, определяемое по графику, МПа;
Pг - горное давление вышележащих горизонтов, МПа.
Подставляя значения ΔP1 и ΔP2, получаем выражение для определения пластового давления на текущей глубине
отсюда
Пластовое давление на глубине начала поглощения определяют:
μ - коэффициент Пуассона, который принимают в зависимости от горных пород /3/;
ρ - плотность бурового раствора, кг/м3;
Pгр- давление начала поглощения, определяемое по графику, МПа;
Pг - горное давление вышележащих горизонтов, МПа.
Горное давление вышележащих горизонтов определяют
Pг = 10-6•ρг•g•h1, МПa,
где ρг - средневзвешенная плотность горных пород, кг/м3,
h1 - текущая глубина бурения, м,
g - ускорение силы тяжести, м/с2.
Pг = 10-6•ρг•g•h1, МПa,
где ρг - средневзвешенная плотность горных пород, кг/м3,
h1 - текущая глубина бурения, м,
g - ускорение силы тяжести, м/с2.
Средневзвешенную плотность горных пород определяют по техническому проекту на бурение скважины.
Пример. После спуска обсадной колонны диаметром 219 мм на глубину h = 2200 метров в отложениях, сложенных глинами с прослоями аргиллитов, разбуривают цементный стакан в колонне, затем башмак колонны и выбуривают из-под башмака на длину компоновки низа бурильной колонны на 10 м и фиксируют механическую скорость проходки. Затем герметизируют затрубное пространство и начинают буровой раствор закачивать в трубы цементировочным агрегатом с минимальной производительностью 4 л/с. Во время закачивания бурового раствора в трубы фиксируют его объем и давление при закачке и по полученным данным строят график зависимости прироста этого давления от объема закаченного бурового раствора в трубы (см. чертеж). По началу отклонения линии графика от прямой определяют давление начала поглощения, величина которого составила Pгр = 48,84 МПа.
Рассчитывают величину пластового давления на текущей глубине
μ - коэффициент Пуассона для глин с прослоями аргиллитов принят равным 0,425 /3/.
μ - коэффициент Пуассона для глин с прослоями аргиллитов принят равным 0,425 /3/.
Pг=10-6 • 2300 •9,81 •2200 = 49,64, МПа.
Средневзвешенную плотность горных пород принимают по данным технического проекта на бурение скважины 14 Прибрежная равной ρг 2300 кг/м3.
После этого в интервале бурения 2200 - 2210 м была получена механическая скорость V1 = 2,0 м/ч, а в интервале 2220 - 2230 м получена скорость V2 = 1,0 м/ч.
С учетом значения плотности бурового раствора ρ = 2030 кг/м3 определяют пластовое давление на текущей глубине:
Использование предлагаемого изобретения позволит повысить точность и оперативность определения пластового давления на текущей глубине бурения скважины и своевременно скорректировать плотность бурового раствора с целью недопущения газо-нефте-водопроявлений.
Использование предлагаемого изобретения позволит повысить точность и оперативность определения пластового давления на текущей глубине бурения скважины и своевременно скорректировать плотность бурового раствора с целью недопущения газо-нефте-водопроявлений.
Источники информации:
1. А. М. Ясашин. Вскрытие, опробование и испытание пластов. М.: "Недра", 1979, с. 126 - 207.
1. А. М. Ясашин. Вскрытие, опробование и испытание пластов. М.: "Недра", 1979, с. 126 - 207.
2. А.С. СССР N 1546622, 5 E 21 B 47/00, 1989, БИ N 3,
3. К.В.Иогансен. Спутник буровика. М.: "Недра", с. 3-5.
3. К.В.Иогансен. Спутник буровика. М.: "Недра", с. 3-5.
4. Гидромеханические процессы на забое бурящихся скважин. - М. : ВНИИОЭНГ, 1989, c. 36.
Claims (1)
- Способ определения пластового давления в процессе бурения, включающий спуск долота в скважину, закачивание бурового раствора, определение объема и плотности его, механической скорости проходки на текущей глубине скважины, отличающийся тем, что долото на бурильных трубах спускают до цементного стакана и разбуривают его, разбуривают башмак обсадной колонны и бурят скважину на длину компоновки низа бурильной колонны, фиксируя при этом механическую скорость проходки на глубине начала поглощения, герметизируют затрубное пространство, а при закачивании бурового раствора в трубы фиксируют давление при закачке, строят график зависимости прироста этого давления от объема закаченного в трубы раствора, и по точке начала отклонения линии графика от прямой определяют давление на глубине начала поглощения, а по его значению определяют пластовое давление на этой глубине, затем сбрасывают давление, начинают бурить скважину и пластовое давление на текущей глубине определяют из выражения
где V1 - механическая скорость проходки на глубине начала поглощения, м/ч;
V2 - механическая скорость проходки на текущей глубине, м/ч;
h1 - глубина скважины, на которой имело место поглощене, м;
h2 - текущая глубина скважины, м;
ρ - плотность бурового раствора, кг/м3;
g - ускорение силы тяжести, м/с3;
Рпл1 - пластовое давление на глубине начала поглощения бурового раствора, МПа.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98109295A RU2140536C1 (ru) | 1998-05-13 | 1998-05-13 | Способ определения пластовых давлений в процессе бурения |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98109295A RU2140536C1 (ru) | 1998-05-13 | 1998-05-13 | Способ определения пластовых давлений в процессе бурения |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2140536C1 true RU2140536C1 (ru) | 1999-10-27 |
Family
ID=20206069
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98109295A RU2140536C1 (ru) | 1998-05-13 | 1998-05-13 | Способ определения пластовых давлений в процессе бурения |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2140536C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2661937C1 (ru) * | 2016-07-11 | 2018-07-23 | Публичное акционерное общество "Оренбургнефть" | Способ определения давления утечки |
| RU2667972C1 (ru) * | 2017-07-31 | 2018-09-25 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Трансгаз Краснодар" | Способ определения объема и места поступления пластовой воды в процессе бурения скважин |
-
1998
- 1998-05-13 RU RU98109295A patent/RU2140536C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2661937C1 (ru) * | 2016-07-11 | 2018-07-23 | Публичное акционерное общество "Оренбургнефть" | Способ определения давления утечки |
| RU2667972C1 (ru) * | 2017-07-31 | 2018-09-25 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Трансгаз Краснодар" | Способ определения объема и места поступления пластовой воды в процессе бурения скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7231975B2 (en) | Borehole stabilisation | |
| CN1270052C (zh) | 确定井下压力的方法和钻井时环空压力的检测装置 | |
| US4488834A (en) | Method for using salt deposits for storage | |
| CA2743504C (en) | Methods for minimizing fluid loss to and determining the locations of lost circulation zones | |
| RU2394981C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2140536C1 (ru) | Способ определения пластовых давлений в процессе бурения | |
| RU2427703C1 (ru) | Способ строительства скважин многопластового нефтяного месторождения | |
| RU2149973C1 (ru) | Способ бурения наклонно направленной и горизонтальной разведочной или добывающей скважины на нефть и газ | |
| RU2235858C2 (ru) | Способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений и грифонов газа на их устье | |
| RU2606742C1 (ru) | Способ бурения скважины | |
| RU2313667C2 (ru) | Способ создания и контроля необходимой нагрузки на долото при бурении горизонтальных и наклонно направленных скважин винтовым забойным двигателем с большими смещениями забоев от устья скважины | |
| RU2524089C1 (ru) | Способ строительства нефтедобывающей скважины | |
| RU2235190C2 (ru) | Способ изоляции водопроявления при бурении скважин и устройство для его реализации | |
| RU2361062C1 (ru) | Способ ликвидации заколонных перетоков в скважинах малого диаметра | |
| RU2547862C1 (ru) | Способ бурения скважины | |
| RU2661937C1 (ru) | Способ определения давления утечки | |
| RU2787163C1 (ru) | Способ бурения скважины с вскрытым продуктивным пластом | |
| RU2715391C1 (ru) | Способ проведения ремонтно-изоляционных работ эксплуатационной скважины двухкомпонентным тампонажным составом (ДТС) | |
| RU2769027C1 (ru) | Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты) | |
| RU2792128C1 (ru) | Способ цементирования кондуктора, технической колонны при строительстве скважин | |
| RU2710050C1 (ru) | Способ освоения сложнопостроенных залежей с низкими пластовыми давлениями и температурой | |
| RU2687725C1 (ru) | Способ изоляции горной выработки при термошахтной разработке нефтяных месторождений | |
| RU2622965C1 (ru) | Способ проведения водоизоляционных работ в скважине | |
| RU2234593C2 (ru) | Способ изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны | |
| Ratnam et al. | A novel in situ permeability measurement technique using the Cambridge self boring pressuremeter |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090514 |